孔隙压力对微裂隙低渗透介质变形的影响实验研究

应力敏感作用对低渗透储层的渗流有重要的影响。为了明确微裂隙低渗透储层的应力敏感特征,首先分析了储层的变形机理;然后通过改变孔隙压力实验,模拟测定微裂隙低渗透储层的应力敏感特征;最后分析了应力敏感对生产的影响。研究表明:超低渗透研究区微裂隙比较发育,使其储层砂岩具有应力敏感特征;渗透率模数能够较好的描述研究区的介质变形特征;孔隙压力降低,超低渗透岩心渗透率下降幅度远远高于其它各类储层岩心,表明油藏开发过程中,超低渗储层介质变形非常严重。随着生产压差增大,超低渗介质变形油藏单井产能随之增加,油井开采过程中,选择合理的生产压差是减小介质变形对油井产能造成伤害的关键。     

变形介质低渗透油藏油井真实产能计算与分析

基于变形介质带启动压力梯度低渗透油藏稳定渗流理论,研究了低渗透油井增产措施后稳定生产的真实压力分布与产能分析方法.研究结果表明低渗透油藏油井渗流场的真实压力分布具有分区域特征;在具有变形介质特征的低渗透油藏中,油井的产能随启动压力梯度和介质变形系数增大而降低,随增产激活半径和激活系数的增大而增加,随生产压差的增大而增加;同时油井产能指数随生产压差增大呈非单调增曲线,因此对于低渗透油井生产而言,存在合理生产压差与最小生产压差.同时,沿用同一思路对超低渗透油藏开发的有效途径进行了探讨.认为提高增产激活半径是显著提高超低渗透油藏产能的有效方法.理论计算结果表明,只有在增产激活半径大于60m(渗透率越低,该值越大)时油井的产能才会得到大幅度提高.因此,寻求深穿透的油井改造措施或采用水平井开采技术,将是超低渗透油藏开发的有效方法.     

变形双重介质分形油藏渗流流动分析

研究了变形双重介质分形油藏渗流问题的压力不稳定响应,考虑了储层的双重介质特征和分形特征以及应力敏感地层中介质的变形问题,建立了新的应力敏感地层双重分形介质数学模型,包括只有裂缝发生形变和裂缝与岩石同时发生形变时定产量生产的两类数学模型。渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的,故采用数值方法求解了这些数学模型。探讨了分形参数、变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律,给出了典型的压力曲线图板。这些结果可用于试井分析。     

变形双重介质分形油藏渗流流动分析

研究了变形双重介质分形油藏渗流问题的压力不稳定响应 ,考虑了储层的双重介质特征和分形特征以及应力敏感地层中介质的变形问题 ,建立了新的应力敏感地层双重分形介质数学模型 ,包括只有裂缝发生形变和裂缝与岩石同时发生形变时定产量生产的两类数学模型。渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的 ,故采用数值方法求解了这些数学模型。探讨了分形参数、变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律 ,给出了典型的压力曲线图板。这些结果可用于试井分析。     

“压胀松动”对应力敏感油藏的增产规律影响研究

针对油井压胀松动增产后产生压胀松动区,基于稳定流理论,推导出考虑启动压力梯度影响的应力敏感油藏的产量预测模型。通过实例分析了各因素对产量增产规律的影响。研究结果表明:在不同油藏基质渗透率和不同压差条件下,油井产量随着压胀半径的增大而呈凸型上升趋势,且上升幅度不大;油井产量随启动压力梯度的增大而呈近似线性下降趋势,且n值越小,油井产量随启动压力梯度增大的下降幅度越小;油井产量随渗透率变形系数的增大而呈凹型近下降趋势,且m值越大,油井产量随渗透率变形系数的增大先快速下降后趋缓。     

变形双重介质油藏动态特征

在应力敏感油藏的试井分析中 ,常岩石特性的假设对于确定传导率和储存系数可能引起较大的误差。研究了应力敏感地层中双重介质油藏的动态特征 ,建立了应力敏感地层双重介质的新的数学模型。在考虑裂缝发生形变时渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的前提下 ,采用Douglas Jones预估 校正法获得了只有裂缝发生形变定产量生产时无限大地层线源井和定压生产时无限大地层圆柱面源井的数值解 ,并探讨了变形参数和双重介质参数变化时压力的变化规律 ,给出几种情况下典型压力曲线图版。这些结果为变形介质试井参数解释提供了理论依据     

变形双重介质油藏动态特征

在应力敏感油藏的试井分析中,常岩石特性的假设对于确定传导率和储存系数可能引起较大的误差,研究了应力敏感地层中双重介质油藏的动态特征,建立了应力敏感地层双重介质的新的数学模型。在考虑裂缝发生形变时渗透率依赖于孔隙压力变化的流动方程是强非线性的前提下,采用Douglas-Jones预估校正法获得了只有裂缝发生形变定产量生产时无限大地层线源井和定压生产时无限大地层圆柱面源井的数值解,并探讨了变形参数的双重介质参数变化时压力的变化规律,给出几种情况下典型压力曲线图版,这些结果为变形介质试井参数解释提供了理论依据。     

特低渗透油藏变渗透率场油藏数值模拟研究

根据流体在特低渗透多孔介质中的渗流特征,考虑储层渗透率随压力梯度的变化规律,建立了变渗透率渗流油藏数学模型。在黑油模型基础上,提出了特低渗透油藏变渗透率数值模拟方法,并对吉林油田红75特低渗透区块进行数值模拟计算。模拟结果表明:在特低渗透油藏开发过程中,拟线性渗流仅发生在井筒及人工压裂缝附近小部分区域内,地层大部分区域内发生变渗透率渗流,变渗透率渗流占地层渗流的主导地位。以变渗透率渗流油藏数学模型为基础的数值模拟方法能够更准确地预测特低渗透油藏的动态开发特征。     

低渗透油藏地层压力保持水平对驱油效率的影响

低渗透储层由于岩性致密、渗流阻力大、压力传导能力差,导致开发过程中地层压力下降快、下降幅度大,从而造成岩石骨架变形而影响其物性和渗流能力。这种变化必然会影响到油气井的产能和油气田的开发效果。作为评价油气田开发效果的重要参数驱油效率一直是油藏工作者研究的热点问题,多年来对驱油效率影响因素的研究主要集中在岩石固有性质(润湿性、孔隙结构)、流动介质(油水粘度比)、动力条件(驱替压力梯度及速度)等方面,遗憾的是未见到考虑地层压力保持水平因素的研究。通过室内流动实验,模拟再现了地层压力下降过程,研究了低渗透油气藏不同地层压力保持水平条件下驱油效率的变化规律。结果表明,水驱驱油效率是地层压力保持水、储层岩石初始空气渗透率的函数,其随着地层压力保持水平、储层岩石初始空气渗透率的下降而单调下降,表现出应力敏感性特征,且地层压力下降幅度相同时,储层岩石初始空气渗透率越低,水驱驱油效率降幅越大,驱油效率的应力敏感程度越强。分析认为储层岩石的弹塑性变形是驱油效率应力敏感性的根本原因,因而提出了储层岩石初始渗透率越低,越应尽早注水保持地层压力开发的低渗透油气藏开发理念,为高效开发低渗透率油气藏提供了理论依据。     

应力敏感性低渗透地层渗流规律研究

基于低渗透油藏渗流特征,针对具有应力敏感性的低渗透地层垂直裂缝井,采用三线流分析方法,建立了带有启动压力梯度和渗透率变异系数的渗流数学模型。应用此模型可描述裂缝内和地层内的渗流规律,计算结果表明随着介质变形系数的增大,井底压力-流量关系曲线逐渐偏离线性关系,介质变形系数越大,在相同的井底压力下,渗流流量越小;同时,随着介质变形系数的增大,地层压降幅度也增大,任一流量下,介质变形系数越大,靠近裂缝面位置处的地层压降幅度也越大。     

异常高压气藏储层应力敏感性研究

异常高压气藏开采过程中,由于流体的产出,使储层岩石受力发生改变并使储层岩石发生弹塑性变形;而弹塑性变形反过来又影响到储层的孔隙度和渗透率,因此,研究储层孔隙度和渗透率应力敏感性具有极其重要的意义.本文基于岩石力学的基本理论,推导出异常高压气藏岩石变形规律及变形方程,以此理论推导指导试验,将理论研究与实验规律相结合,在模拟地层条件下,对实际岩心样品进行了储层应力敏感性实验研究.实验研究表明,该方法能精确的描述储层孔隙度和渗透率应力敏感性,实验结果与理论推导结果完全吻合,进一步证明了理论推导的正确.进而探讨了异常高压气藏储层应力敏感性对气藏开发的影响.     

稠油油藏应力敏感性特征及其对单井产能的影响

为了研究稠油油藏特有的应力敏感特征,分别采用室内岩芯流动实验装置和RUSKA在线高压毛细管黏度测试仪,对稠油油藏岩芯的渗透率应力敏感性和稠油的黏度应力敏感性进行了测试。结果表明:随着孔隙流体压力的降低,稠油油藏岩芯的渗透率呈指数式降低;而稠油的黏度则随着压力的升高而线性增加。说明渗透率和黏度的应力敏感性在实际计算中均不能忽略。在实验基础上,建立了同时考虑渗透率和黏度应力敏感性的稠油油藏产能方程;并进行了实例验证。结果表明:在只考虑渗透率应力敏感的情况下,油井产能较未考虑应力敏感的情况有所下降;在只考虑黏度应力敏感的情况下,油井产能较未考虑应力敏感的情况有所上升。而在同时考虑渗透率和黏度应力敏感的情况下,黏度应力敏感性的存在会在一定程度上削弱油藏渗透率应力敏感对产能的影响;且随着黏度应力敏感系数的增大,稠油油藏的单井产量不断升高。     

葡萄花油层液固耦合渗流问题实验研究

葡萄花油层按照现有的液固耦合模型未能形成油田压降漏斗合理范围及控制技术。以室内实验测定了岩石弹塑性形变与油、水单相渗透率及相渗曲线的关系,确定油井投产初期低于地层压力的井底压力在合理范围内,地层与井筒之间形成一个比较平缓的压降漏斗,可以减少压实沉降和颗粒运移对渗透率造成的损失。待注水收效后恢复到合理流压下生产,从而提高采收率。     

基于温度与压力双重作用的致密储层渗透率定量评价模型

为了建立油气开采过程中,储层渗透率随温度、孔隙压力变化而改变的定量评价模型,假定岩石仅产生弹性变形,根据多孔介质弹性力学理论,推导出岩石孔隙体积和尺寸的应力-应变关系;再应用管流模拟渗流,根据Kozeny-Carman方程得到渗透率随温度、孔隙压力变化的定量计算模型.针对常规渗透率测试存在的问题,改进实验方法,模拟真实储层温度压力条件,开展了岩心力学和渗透率同步实验.研究结果表明,模型计算的渗透率损失与实验测试结果吻和良好.模型适用于裂缝不发育的致密岩石在弹性变形范围内的渗透率定量计算.随着油气采出,孔隙压力下降,导致渗透率减小,而地层温度降低,导致渗透率增大,这两方面对渗透率的影响具有相互抵消的作用.因此,由于温度、孔隙压力变化引起的储层岩石渗透率总体变化很小,一般不超过±2％.     

火山岩油藏地层渗透率评价研究

火山岩油藏裂缝普遍发育,对地层渗透率的贡献具有决定性作用。通过对石炭系火山岩11口探井及评价井测井、试井、试油试采等资料的综合分析评价,认为测井方法得到的渗透率往往与生产动态不符,不能直接用于油藏开发评价。基于不稳定渗流原理,通过试油试采等动态方法反算,得到了井段平均渗透率;进一步结合地层有效厚度等数据,计算了储层渗透率。结果表明:测井渗透率与孔隙度具有较好的相关性,主要反映了基质的特征;动态方法得到的储层渗透率是测井渗透率的几十倍,且能够反映裂缝控制下的地层实际渗流能力。据此将火山岩储层分为双重介质型、裂缝型、孔隙型三种基本类型。结合具体油藏分析认为,双重介质型是火山岩油藏最主要的储层类型。     

二氧化碳非混相驱油藏沥青质沉淀规律研究

为研究二氧化碳驱油藏中原油沥青质沉淀量预测方法,设计了二氧化碳非混相驱沥青质沉淀动态岩心驱替实验装置,采用正交实验分析方法研究了非混相驱条件下驱替压力、温度、岩心初始渗透率、原油中的沥青质含量和驱替速度等因素对驱替后岩心中原油沥青质沉淀量的影响,分析了作用机理,回归出了二氧化碳非混相驱过程中原油沥青质沉淀量预测公式并用实验结果进行了验证.验证结果表明,该预测公式可直接用于二氧化碳非混相驱原油沥青质沉淀量预测.     

低渗透油藏油水两相渗流研究

用无因次分析法对低渗透岩心的实验数据进行了分析,得出新的低渗透油藏非达西渗流方程,并建立了油水两相渗流的数学模型。通过实例计算,研究了低渗透油藏中储层参数、流体特性以及开采方式等因素对注水开发效果的影响。结果表明,由于非达西渗流的影响,注水开发时容易发生指进现象,而地层倾角的增大可以削弱指进;地层原油粘度的增大会增强开采难度,而地层渗透性能的改善会使油井产能提高。因此,低渗透油藏应加密井网,强化注水以扩大生产压差,从而改善开发效果。     

西峰特低渗油藏流体渗流特征影响因素实验研究

西峰特低渗油藏原油含蜡量和油气比相对较高,地饱压差小,生产过程中近井地带生产压差下降过快导致溶解气逸出,造成流体间热交换量增大,引起近井地带储层温度降低,原油中蜡等重质组分析出使得近井地带有机垢堵塞严重.根据渗流力学和边界层理论,对西峰特低渗油藏不同温度下油、水两相及单相渗流特征进行了实验研究.实验结果表明:温度和压力降低导致原油中重质组分在孔隙表面吸附量增大,流体边界层增厚,致使油相和水相渗流的启动压力梯度增大,油水流度比增大,油水两相区变窄,岩心润湿性由水湿向油湿转变,驱油效率明显降低,最终导致油井产能降低.     

应力敏感储层拟稳态流动产能分析

考虑应力敏感和井底脱气的影响,推导了外边界封闭油藏在拟稳态流动阶段的产能方程。实例计算结果表明:在相同的生产压差下,应力敏感油藏单井产能向压力轴弯曲;产能比常规Vogel方程低考虑脱气影响时,油井存在极限生产压差。当实际生产压差高于极限生产压差时,增大生产压差,油井产能反而减小;而常规Vogel方程不存在这种现象。渗透率伤害系数越大,曲线弯曲越早,弯曲度越大,极限井底压力也逐渐增大。地层压力下降后产能曲线弯曲程度下降,表明地层压力下降后应力敏感对产能的影响逐步降低。当平均地层压力下降到一定程度后,极限井底压力消失。